云南电力市场调频辅助服务补偿机制分析与思考

王建波

（华能龙开口水电有限公司，云南省昆明市 671500）

0 引言

2016年，云南电网实现了与南方电网主网的异步联网运行，从一定程度上提高了主网的系统稳定性，但是在该运行方式下，云南电网的频率稳定性比较突出，系统对频率波动比较敏感。为了有效解决频率问题，鼓励各电能供应商积极参与系统调频任务，云南电网于2019年1月1日正式按照《南方电网并网发电厂辅助服务管理实施细则（2017版）》（简称辅助服务管理实施细则）提供调频补偿。本文主要分析了云南电力市场调频辅助服务补偿机制，同时与美国部分区域调频补偿机制进行了对比。在调频补偿机制运行过程中，结合云南区域水电厂调频补偿情况，提出了一些思考和建议。

1 调频补偿机制分析

1.1 云南电网调频补偿机制

2019年开始，云南电网开始执行辅助服务管理实施细则，按照细则来看，AGC补偿分为两大部分，一是调频容量补偿，二是调频里程补偿[4]。补偿收益按照下式所示：

式中：Rcap——调频容量补偿收益；

Rmil——调频里程补偿收益；

C——调频容量；

D——调频里程；

A——AGC运行性能指标；

Scap——容量补偿标准；

Smil——里程补偿标准。

在容量补偿和调频里程补偿中，云南电力市场均引入了AGC运行性能指标，指标包括调节速率、响应速度和调节精度[4]。只要满足以上3个条件，A为1；不满足时，A为0。

（1）调频容量补偿。当AGC运行性能指标合格时，其收益公式如下所示：

式中：Cp——调度时段AGC在5min内可以上下自动调节的限制区间容量，MW；

H——AGC投入运行时间，h。

一般情况下，发电机组都存在一个最优运行工况区，机组一般只会在0至额定负荷之间的某个区间内长时间运行，投入AGC设置的条件之一就是机组负荷应处于振动区之外。因此，Cp的计算规则如下：

如图1所示，机组的振动区为0～P3（P3为固定值），额定出力为PN，在调度区间[t-1，t]时间段上，机组出力在[P3，P1]区间时 AGC 投入运行（P3＜P1），正常情况下，P1=PN，此时：

但是，在调度区间[t，t+1]时间段上，则可能出现另外一种情况，即由于水电站水头降低，机组无法达到额定出力，此时AGC的可调范围区间为[P3，P2]，P3≤P2＜PN，此时：

图1 调频容量计算Figure 1 Frequency modulation capacity calculation

（2）调频里程补偿。当AGC运行性能指标合格且AGC控制模式投调频模式时，单个调度时段收益公式如下所示：

式中：m——单个调度时段AGC总共下达的调频指令次数；

R——响应完成AGC指令结束时机组的实际出力；

P——单个调度时段的调峰量。

其中，R1为调度时段开始时机组原始负荷值，Pt、Pt+1为调度计划点的计划值。

从理论上来说，调频里程的计算过程可能会存在两种情况：情况1，当调度时段AGC设定一直往单一方向调整时，即，无论中间如何调整，如果R1=Pt且Rm+1=Pt+1，则D=0，当时，则D=0，当时，则；情况2，当调度时段AGC设定并非一直往单一方向调整时，DAGC则需要按照公式进行逐次累加，当DAGC≤P时，则D=0，当DAGC＞P时，则。

为了更加直观地说明调频里程的计算方法，本文以云南某水电厂实际情况为例。如图2所示为该水电厂上午8：00～8：15调度区间段的AGC命令设定及机组实际负荷 曲线图，序号①～[16]代表有效调度顺序。按照日调度计划8：00时刻负荷为1080MW，8：15时刻负荷为1440MW。由于相邻调度AGC设定值存在死区，因此从该调度区间来看，有效调度次数m=16，其中第1次至第5次，第11次至第13次呈单调递增，第5次至第11次，第13次至第16次呈单调递减。调度时段机组负荷原始值R1=1194MW，第5次调整后机组出力实际值为1275MW，第11次调整后机组出力为1187MW，第13次调整后机组实际出力1205MW，第16次调整后机组实际出力1160MW。按照调频里程补偿原则，该时段调频里程收益计算如下：

图2 机组实际负荷曲线图Pt—8：00时刻计划负荷；Pt+1—8：15时刻计划负荷Figure 2 Actual load diagram of unitPt—Schedule load at 8：00；Pt+1—Schedule load at 8：15

由于DAGC＜P，因此D=0，Rmil=0。

该时段AGC调频里程补偿无收益。

1.2 美国部分区域与云南市场调频补偿机制对比

为了更好地对比分析，本文主要对美国以下几个水电站资源比较丰富的电力市场区域进行研究分析，分别是宾夕法尼亚—新泽西—马里兰州（简称PJM）、加利福尼亚州（CAISO）和中西部（MISO）。

对于调频容量补偿收益，PJM、CAISO、MISO的调频容量补偿公式与云南电力市场相同，和式（1）基本一致。但是，PJM和MISO在容量补偿收益中考虑了调频性能指标，而CAISO并未在该补偿中考虑该指标因素[1]，因此，对于CAISO来说，式（1）中A=1。对于调频容量C，美国上述3个电力市场与云南电力市场是一致的，均为单个时段内机组负荷可跟随自动装置调节的宽度。

对于调频里程补偿收益，PJM、CAISO、MISO的调频容量补偿公式与云南电力市场相同，和式（2）基本一致，收益中均引入了调频性能指标。调频里程计算方面，PJM调频里程直接取两个调频信号指令差的绝对值，不考虑实际调频里程[1]。CAISO调频里程通过修正的方式接近实际调频里程，MISO调频里程计算中分为两种情况：情况1，当调频实际响应命令值不足时，按照实际调频里程计算；情况2，当调频实际响应命令值过度时，按照实际期望调频里程扣除响应过度的里程。

对于调频性能指标，MISO与云南电力市场相同，都是设置一个考核标准，满足考核标准则，A=1；不满足时，则A=0。CAISO的调节性能指标分为向上调节性能指标和向下调节性能指标两种，并且均是计算机组调频精度。PJM调频性能指标计算比较复杂，以调频精度、相关性和延迟等3个指标为基础，计算三者的加权平均数，从计算过程来看，主要指标为调频精度和响应速度[1]。

从补偿机制对比来看，四大电力市场补偿机制采用的公式结构基本一致，云南和MISO市场采用设定考核标准的形式，对性能指标进行两极化处理，PJM和CAISO则对性能指标进行了详细计算。云南电力市场调频性能指标考虑因素比较全面，PJM、CAISO和MISO则侧重于调频精度。

2 云南水电调频辅助服务运行情况

从国家能源局发布的《国家能源局综合司关于2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报》的情况来看，云南电力市场调频服务补偿收入为5142万元，占辅助服务总补偿收入的18.97%，表2是云南某水电厂2019年上半年AGC月度补偿情况。

表1 补偿机制比较Table1 Comparison of compensation mechanisms

表 2 AGC 月度补偿情况Table 2 AGC monthly compensation

从表2可以看出，该水电厂在AGC补偿收入中，主要以容量补偿收入为主，占到调频补偿收入的98.99%，AGC调节补偿费用只占到1%左右，3～6月甚至没有AGC调频计算里程。

从水电厂的生产运行特点来看，水电厂在电力系统中主要承担调峰和调频任务，但是从统计的AGC实际调节电量数据来看，该作用不明显。于是，本文调取了该水电厂某日的发电计划，如图3所示。

从图3计划负荷曲线来看（按照96个调度区间设置），每日0时、2时、6时、8时、12时、17时、20时及23时等系统常规负荷需求波动区间已经由水电机组承担，每日调节电量达810MWh。为了满足负荷计划曲线的要求，该水电厂2019年开停机次数达到了2577次（5台机）。但是按照AGC调频里程计算规则，由于调度区间负荷计划调整力度大，调整的区间量多，而实际AGC下发的负荷又低于计划负荷，因此机组多数会出现如图2所示出现的现象，即由于实际调频里程无法达到计划调频里程，AGC实际调节电量为0的情况。

图3 计划负荷曲线Figure 3 Planned load curve

另外，根据细则规定，调频补偿费用是在发电侧进行分摊，电厂每月需要缴纳的调频辅助服务费用按照下式计算[4]：

式中：F——系统内调频辅助服务总费用（即系统内所有水电厂AGC调频总收入）；

wi——本月第i水电厂上网电量；

n——系统内纳入管理的水电厂个数；

Ri电量——第i水电厂月内上网电量占全网比率。

因此，水电厂调频净收入为：

式中，I补偿为AGC补偿收入。

从式中可以看出，当I补偿和F确定时，R电量越大，需要缴纳的调频补偿服务费用越高，电厂调频净收入就越低。而云南是以水电机组为主的能源大省，水力发电量占比本身就很高，因此，具备调频优势的水电机组最终在调频净收入方面未得到价值体现。

3 思考

按照云南电网公司统计口径，2019年，风电发电量同比增长11.45%，光伏发电量同比增长39.0%。随着非水可再生能源装机容量及发电量不断提高，系统对调频的需求量会越来越大，对调频的质量要求越来越高，因此，建立合理的调频补偿机制对保障系统频率稳定性来说非常重要。本文结合美国部分电力市场经验，针对水电调频市场运行情况，提出云南电力市场调频补偿机制优化方案。

3.1 优化调频里程计算机制

电厂负荷计划曲线是调度综合用户负荷、电厂发电能力、电厂交易电量及送电通道安全容量等信息下发的，在一定程度上能够反映当日某调度区间的供需关系。如果出现与调峰方向不一致的AGC调整策略，一定是由系统某一方面偏差引起的频率波动，应该单独计算，因此，在计算调度区间调频里程时应分两种情况进行：

（1） 当调度区间内AGC设定值为单一方向且与计划调峰方向一致或者计划调峰为0时，应按照现有里程计算公式进行计算。

（2） 当调度区间内AGC设定值方向与该调峰方向有相反的情况或者AGC设定值为单一方向且与计划调峰方向相反时，例如图2中⑤～[11]及[13]～[16]AGC设定区间，应该按照实际调频里程独立计算并纳入调频补偿收益，与调峰方向相同的设定区间仍按照现有里程计算公式进行计算。

3.2 优化调频容量计算机制

当前，云南电网只要是具备AGC功能，满足AGC技术指标要求，并投入AGC功能的水电厂均具备AGC服务调节容量收益。初期，这种方式可能很大程度上促进了各电厂不断提高自身的自动化程度，加快AGC系统建设。随着系统不断成熟，具备AGC功能的水电厂逐步增多达到明显饱和时，如果仍旧采用固定收益的模式，容量越大的机组，在市场上越占优势，势必不利于未来调频市场的有序发展。同时，鉴于云南电网异步联网初期，系统出现过参与频率调节的发电机数目过多造成AGC超调引发频率波动的问题[2]，因此，电力调度机构应该构建调频辅助服务市场，通过公平竞争的方式，采购高质低价的调频容量参与系统调频。只有中标的或者被临时征用的机组才进行调频容量计算。

3.3 细化调频性能指标，并在调频里程中有效体现

按照目前调频性能指标计算及运用的方式，最大的缺点是调频性能区分度不够，不能真实反映各个机组调频性能差别，而且在收益中调频性能指标发挥作用不足。建议参考美国PJM电力市场，从调节速度、响应时间及调节精度等方面在系统内分别比较，随后综合计算形成各个机组的调频性能指标，最后按照式（1）、式（2）对调频容量和里程收益进行计算。本文中介绍的美国电力市场在调频性能指标上均有所侧重，鉴于云南电力市场电源结构主要以水电为主，水电机组的调节特点是调节速度快、反应时间短，但是由于其固有特性，调节精度不够，因此，在调频性能指标中应侧重于调频精度，但需要综合考虑各电源特点。

3.4 优化调频服务费用分摊机制，按照“谁引发，谁负责”的原则[3]，在分摊机制中引入真正的“肇事者”

云南电力市场当前的分摊机制是把调频引发的责任全部归结于发电侧，而且按照上网电量比例进行缴纳，作为发电主力的水电机组，承担了大部分的调频分摊费用。但事实上，在电力系统中，所有的参与者包括电源侧（电厂）、输电侧（电网）、用电侧（配售电公司、用户）都有可能引发系统频率波动[3]。电源侧引发频率波动的原因可能是非计划停运、计划停运过程中负荷调整过快或过慢、水头过低或者储煤量不足引发出力无法满足要求等，输电侧引发频率波动的原因大多数是输电线路故障、变电站或者换流站故障等，用电侧引发频率波动的原因可能是生产需求的突然变化、输配电公司设备故障引发电力需求突变等。

由于输电侧引发频率波动的时间短，引发因素有一部分是自然灾害。作为中间环节，为了更快地恢复系统平衡，输电部分可以暂不纳入“肇事者”范畴。但电力作为一种特殊的产品，产、供、销是同时开展的，供需的不平衡是引发频率波动的主要原因，因此电源侧和负荷侧都应应纳入分摊机制中。特别是电力体制改革后，加大了增量配电网的建设，将用电侧纳入分摊范围已迫在眉睫。

4 结束语

本文主要分析了现行的云南水电调频补偿机制，同时与美国部分电力市场调频机制进行了对比分析，结合水电厂调频补偿情况，提出了优化调整调频里程及容量的计算方法，建议将性能指标进行细化，有效区分各机组的调频性能指标，同时从“谁引发，谁负责”的角度将用户纳入调频服务费用分摊机制中。希望对未来云南电力辅助服务市场交易实施政策制定者提供有益的帮助。

本文存在以下未完成的任务：一是将负荷侧纳入分摊机制后，如何界定调频责任以及计算调频分摊费用；二是调频辅助服务市场下，电厂如何参与竞争，实现机组精细化调用与调频收益的双赢。